UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO RIO DE JANEIRO INSTITUTO DE TECNOLOGIA PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA QUÍMICA

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UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO RIO DE JANEIRO

INSTITUTO DE TECNOLOGIA

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA QUÍMICA

CONTROLE DE PERDA DE CIRCULAÇÃO DURANTE A

PERFURAÇÃO DE POÇOS DE PETRÓLEO

DISSERTAÇÃO

EUAN RUSSANO

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UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO RIO DE JANEIRO

INSTITUTO DE TECNOLOGIA

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA QUÍMICA

CONTROLE DE PERDA DE CIRCULAÇÃO DURANTE A PERFURAÇÃO

DE POÇOS DE PETRÓLEO

EUAN RUSSANO

Sob a Orientação de

Márcia Peixoto Vega Domiciano

Dissertação submetida como requisito

parcial para a obtenção do grau de Mestre

em Ciências em Engenharia Química,

Área de Concentração em Tecnologia

Química.

Seropédica, RJ

Março de 2014

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UFRRJ / Biblioteca Central / Divisão de Processamentos Técnicos

665.505 R958c T

Russano, Euan, 1988-

Controle de perda de circulação durante à perfuração de poços de petróleo / Euan Russano. – 2014.

119 f.: il.

Orientador: Márcia Peixoto Vega

Domiciano.

Dissertação (mestrado) – Universidade Federal Rural do Rio de Janeiro, Curso de Pós-Graduação em Engenharia Química.

Bibliografia: f.60-62.

1. Poços de petróleo - Perfuração – Teses. 2. Poços de petróleo – Perfuração – Controle de produção - Teses. 3.

Engenharia do petróleo - Teses. I.

Domiciano, Márcia Peixoto Vega, 1972- II. Universidade Federal Rural do Rio de Janeiro. Curso de Pós-Graduação em Engenharia Química. III. Título.

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UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO RIO DE JANEIRO

INSTITUTO DE TECNOLOGIA

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA QUÍMICA

EUAN RUSSANO

Dissertação submetida como requisito parcial para a obtenção do grau de Mestre

em Ciências, no Curso de Pós-Graduação em Engenharia Química, área de

Concentração em Tecnologia Química.

DISSERTAÇÃO APROVADA EM //______

____________________________________________________

Márcia Peixoto Vega Domiciano, D. Sc., DEQ/UFRRJ

(Orientador)

_____________________________________________________

Príamo Albuquerque Melo Junior, D. Sc., PEQ/COPPE/UFRJ

______________________________________________________

Marcio Nele de Souza, D. Sc., EQ/UFRJ

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AGRADECIMENTOS

À Deus, sem o qual nada seria possível.

Aos familiares e amigos, por todo suporte, amizade apoio durante estes dois anos de realização deste trabalho.

À professora e orientadora Márcia Peixoto Vega Domiciano, por todo o carinho nos momentos oportunos e seriedade nos momentos necessários. Com certeza um exemplo de profissional a ser seguido.

Ao professor Lindoval Domiciano Fernandes, pela ajuda a todo momento nos diversos imprevistos durante os experimentos e por colocar-se à disposição para as diversas necessidades técnicas. À professora Cláudia Miriam Scheid pela colaboração para o desenvolvimento deste trabalho.

A todos os colegas e amigos do Laboratório de Escoamento de Fluidos (LEF), em especial aos estagiários Priscila de Souza Breves Lima, Nathan Carlo De Souza Silva e Diogo Afonso Fernandes Coelho pela ajuda na coleta e análise de dados. Ao mestrando Olívio Duque, aos engenheiros Sérgio Magalhães, Frederico Vieira e Marcela Galdino e ao funcionário Elias Pacheco pela disposição e boa vontade em ajudar em diversos momentos.

A todos os professores da UFRRJ, que de uma forma ou de outra colaboraram para que este trabalho chegasse ao fechamento. Aos professores Príamo Albuquerque Melo Junior (PEQ/COPPE/UFRJ) e Marcio Nele de Souza (Escola de Química/UFRJ), pela disponibilidade e por participarem de minha banca e colaborarem com suas sugestões para a melhoria da qualidade deste trabalho.

À Elaine Ferreira Avelino, por todo suporte, dedicação, carinho, amor e abnegação nesta caminhada.

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RESUMO

RUSSANO, Euan. Controle de perda de circulação durante a perfuração de poços de

petróleo. 2014 107p. Dissertação (Mestrado em Engenharia Química, Tecnologia Química).

Instituto de Tecnologia, Departamento de Engenharia Química, Universidade Federal Rural do Rio de Janeiro, Seropédica, RJ, 2014.

O presente trabalho teve como objetivo implementar uma metodologia dinâmica de controle para rejeição de perturbação de carga denominada perda de circulação, durante a perfuração de poços de petróleo. A metodologia desenvolvida implementou um esquema de controle por reconfiguração (feedback-feedfoward) para controle da pressão anular de fundo, via manipulação da válvula choke. O comportamento da unidade de perfuração e da perturbação de carga (perda de circulação) foram modelados através do método de Sundaresan & Krishnaswamy (1977). Os parâmetros do controlador PI (Proporcional Integral) foram estimados através dos métodos de Ziegler-Nichols (1942) e Cohen-Coon (1953), sendo realizado ajuste fino em campo. Os parâmetros do controlador feedfoward foram estimados a partir da resposta em malha aberta à perturbação degrau na variável de carga e na variável manipulada, seguindo a metodologia de Seborg et al. (2011).

Palavras chave: controle de pressão anular de fundo, perda de circulação, reconfiguração da lei

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ABSTRACT

RUSSANO, Euan. Loss circulation control during oil well drilling. 2014 107p. Dissertation. (Master Science in Chemical Engineering, Chemical Technology). Instituto de Tecnologia, Departamento de Engenharia Química, Universidade Federal Rural do Rio de Janeiro, Seropédica, RJ, 2013.

The scope of the present work was to develop a dynamic control methodology to reject disturbance (lost circulation) during the drilling of oil wells. A scheme of control structure reconfiguration (feedback-feedfoward) to control annulus bottom-hole pressure through choke valve manipulation was implemented. The dynamic behavior of the drilling unit and the disturbance (lost circulation) were modeled through Sundaresan & Krishnaswamy (1977) method. The PI (proportional-integral) controller parameters were calculated through Ziegler-Nichols (1942) and Cohen-Coon (1953) methods, being performed fine-tuning of the parameters. The feedfoward controller parameters were estimated using the open loop response for load and manipulated disturbances, as pointed out by Seborg et al (2011).

Keywords: Annulus bottom-hole pressure control, lost circulation, control structure

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LISTA DE TABELAS

Tabela 2.1 - Relações para ajuste do controlador pelo método de Ziegler-Nichols (Ziegler & Nichols, 1942.). ... 12 Tabela 2.2 - – Relações para ajuste pelo método de Cohen-Coon (Ogata, K., 1970). ... 12 Tabela 4.1 - Testes em malha aberta para identificação do distúrbio denominado perda de circulação em reservatório

de gás ... 38

Tabela 4.2 - Testes em malha fechada para controle de pressão e rejeição do distúrbio denominado perda de

circulação em reservatório de gás ... 45

Tabela 4.3 – Condições experimentais do teste de controle de perda de circulação sem reconfiguração da lei de

controle. ... 50

Tabela 4.4 - Testes em malha aberta para identificação distúrbio denominado perda de circulação em reservatório

portador de líquido e gás. ... 51

Tabela 4.5 - Testes de controle de pressão anular de fundo sob perturbação de carga denominada perda de circulação

em reservatório portador de líquido e gás... 54

Tabela 7.1 - Ajuste e identificação via método de Sundaresan & Krishnaswany (1977) e métodos de Ziegler-Nichols

(1942) e Cohen-Coon (1953) (Válvula de entrada de ar). ... 65

Tabela 7.2 - Ajuste e identificação via método de Sundaresan & Krishnaswany (1977) e métodos de Ziegler-Nichols

(1942) e Cohen-Coon (1953) (Válvula de saída de ar). ... 68

Tabela 7.3 - Parâmetros do controlador feedforward para perturbação de carga perda de circulação em reservatório

de gás. ... 77

Tabela 7.4 - Parâmetros do controlador feedforward para perturbação de carga perda de circulação em reservatório

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LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1 – Esquema simplificado de perfuração de poços. ... 3

Figura 2.2 - Janela operacional de poços em águas profundas. ... 4

Figura 2.3 - Mecanismo de perda de circulação em poços de petróleo. ... 6

Figura 2.4 - Malha fechada de controle feedback. ... 9

Figura 2.5 –Método da curva de reação. ... 11

Figura 2.6 – Diagrama de blocos feedfoward ... 13

Figura 2.7 – Diagrama de blocos feedback / feedfoward ... 13

Figura 2.8 - Identificação: perturbação na manipulada ... 14

Figura 2.9 – Identificação: perturbação na carga... 15

Figura 3.1 – Esquema para comparação da perfuração de poços e a unidade experimental. ... 17

Figura 3.2 - Esquema em 3D da unidade de controle da pressão anular de fundo. ... 18

Figura 3.3 - Foto da unidade experimental. ... 18

Figura 3.4 – Fluxograma da unidade experimental de controle de pressão. ... 19

Figura 3.5 - Tanque de pressão. ... 20

Figura 3.6 - Válvulas de entrada e saída de ar comprimido. ... 21

Figura 3.7 - Cilindro de ar comprimido e pistão alta/alta. ... 21

Figura 3.8 - Válvula de permeabilidade com esfera caracterizada. ... 22

Figura 3.9 - Sensor de nível para tanque de pressão... 22

Figura 3.10 - Bomba de reposição de água para tanque de pressão. ... 23

Figura 3.11 - Bomba helicoidal de deslocamento positivo (Bomba principal). ... 23

Figura 3.12 - Bomba helicoidal de deslocamento positivo (Bomba lama). ... 24

Figura 3.13 - Válvulas borboleta. ... 24

Figura 3.14 - Medidor de vazão e densidade na região anular. ... 25

Figura 3.15 - Transdutor de pressão. ... 25

Figura 3.16 - Válvula choke. ... 26

Figura 3.17 - Sensor de nível Siemens. ... 26

Figura 3.18 - Interface do programa. ... 27

Figura 4.1 – Teste de resposta ao degrau... 29

Figura 4.2 - Interface gráfica do programa de identificação do tanque reservatório. ... 29

Figura 4.3 – Teste degrau 0-100 psi e Ajuste SK com aberturas da válvula de entrada de ar de 23%(o), 30% (o), 40% (o), 50% (o), 60% (o), 70% (o) e 80% (o). ... 30

Figura 4.4 – Identificação (curvas normalizadas) –índices de abertura da válvula de entrada de ar de 23%(o), 30% (o), 40% (o), 50% (o), 60% (o), 70% (o) e 80% (o). ... 31

Figura 4.5 - Teste degrau 100-0 psi com aberturas da válvula de entrada de ar de 23%(o), 30% (o), 40% (o), 50% (o), 60% (o), 70% (o) e 80% (o). ... 33

Figura 4.6 – Identificação (curvas normalizadas) –índices de abertura da válvula de saída de ar de 23%(o), 30% (o), 40% (o), 50% (o), 60% (o), 70% (o) e 80% (o). ... 34

Figura 4.7 – Teste servo: aumento de pressão ... 35

Figura 4.8 – Teste servo: diminuição da pressão. ... 36

Figura 4.9 - Identificação de perda de circulação para uma diferença de pressão entre a coluna e o tanque reservatório de 20 psi, empregando-se índices de abertura para a válvula de permeabilidade de 50, 55, 60, 65, 70 e 75%. ... 40

Figura 4.10 –Esquema qualitativo para as variáveis pressão, índice de abertura da válvula choke e vazão na região anular para controle com reconfiguração. ... 43

Figura 4.11- Fluxograma do esquema de controle com reconfiguração. ... 44

Figura 4.12 - Controle de perda de circulação com reconfiguração: diferença de pressão 20 psi. ... 46

Figura 4.13 - Teste de perda de circulação em modo feedback, bomba de água a 30 Hz e bomba de lama a 30 Hz com 15, 25 e 35% de abertura da válvula de permeabilidade, respectivamente. ... 49

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x

Figura 7.1 - Teste degrau 0-80 psi com aberturas da válvula de entrada de ar de 23%(o), 30% (o), 40% (o), 50% (o),

60% (o), 70% (o) e 80% (o). ... 63

Figura 7.2 - Teste degrau 0-60 psi com aberturas da válvula de entrada de ar de 23%(o), 30% (o), 40% (o), 50% (o), 60% (o), 70% (o) e 80% (o). ... 64

Figura 7.3 - Teste degrau 0-40 psi com aberturas da válvula de entrada de ar de 23%(o), 30% (o), 40% (o), 50% (o), 60% (o), 70% (o) e 80% (o). ... 64

Figura 7.4 - Teste degrau 100-40 psi com aberturas da válvula de saída de ar de 23%(o), 30% (o), 40% (o), 50% (o), 60% (o), 70% (o) e 80% (o). ... 66

Figura 7.5 - Teste degrau 100-60 psi com aberturas da válvula de saída de ar 23%(o), 30% (o), 40% (o), 50% (o), 60% (o), 70% (o) e 80% (o). ... 67

Figura 7.6 - Teste degrau 100-80 psi com aberturas da válvula de saída de ar de 23%(o), 30% (o), 40% (o), 50% (o), 60% (o), 70% (o) e 80% (o). ... 67

Figura 7.15 – Vazão média de fluido perdido para o tanque reservatório para o teste de identificação (malha aberta) e o teste de controle (malha fechada) em diferentes condições operacionais (diferencial de pressão/ abertura da válvula de permeabilidade). ... 86

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xi

Figura 7.28 - Teste de perda de circulação em modo feedback, bomba de água a 60 Hz e bomba de lama a 40 Hz

com 15, 25 e 35% de abertura da válvula de permeabilidade, respectivamente. ... 99

Figura 7.31 - Identificação de perda de circulação para uma diferença de pressão entre a coluna e o tanque

reservatório de 30 psi, empregando-se índices de abertura para a válvula de permeabilidade de 50, 55 e 60 %. ... 103

Figura 7.32 - Identificação de perda de circulação para uma diferença de pressão entre a coluna e o tanque

reservatório de 40 psi, empregando-se índices de abertura para a válvula de permeabilidade de 50, 55 e 60 %. ... 104

Figura 7.33 - - Identificação de perda de circulação para uma diferença de pressão entre a coluna e o tanque

reservatório de 50 psi, empregando-se índices de abertura para a válvula de permeabilidade de 55% ... 105

Figura 7.34 - Controle de perda de circulação com reconfiguração: diferença de pressão 30 psi. ... 107 Figura 7.35 - Controle de perda de circulação com reconfiguração: diferença de pressão 40 psi. ... 107

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LISTA DE ABREVIAÇÕES E SÍMBOLOS

AI Inteligência Artificial;

ANSYS Desenvolvedor de programas de simulação para engenharia;

bbl Barril (unidade);

Bu Ganho do processo para o degrau unitário;

C Variável controlada;

CFX Pacote comercial de simulação CFD (Computational fluid dynamics);

Cm Valor medido da variável controlada;

E Sinal de erro;

K Ganho do processo;

Kc Ganho do controlador;

L Variável de carga ou perturbação;

LCM Materiais para perda de circulação (Lost Circulation Materials);

LCP Perda de circulação (Lost Circulation Problem);

M Variável manipulada;

MIMO Modelo com múltiplas entradas e saídas (Multiple-input, Multiple-output);

MPC Controlador Preditivo (Model Predictive Control);

MPD Esquema de controle adaptativo (Managed pressure drilling);

P Saída do controlador;

PEMEX Petróleos Mexicanos (petrolífera mexicana);

PI Controlador Proporcional Integral;

PID Controlador Proporcional Integral Derivativo;

PWD Sensor Pressure While Drilling;

ROP Velocidade de perfuração (rate of penetration);

S Coeficiente angular da reta tangente ao ponto de inflexão dividido pela magnitude

da perturbação degrau (Bu/);

SISO Modelo com única entrada e única saída (Single-input, single output);

SK Método de Sundaresan-Krishnaswamy (1977);

td Tempo morto (dead time);

Letras gregas:

 Massa específica;

 Constante de tempo;

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SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO ... 1

2. REVISÃO DE LITERATURA ... 3

2.1. Perfuração ... 3

2.2 Controle de pressão anular de fundo de poço ... 5

2.3. Técnicas de controle clássico feedback ... 8

2.3.1 Identificação do processo ... 10

2.3.2 Método de curva de reação ... 10

2.3.3 Método de Sundaresan & Krishnaswany (1977). ... 11

2.3.4. Estimação de parâmetros do controlador ... 11

2.4 Técnica de controle feedfoward ... 12

2.4.1 – Identificação ... 14

2.4.2 – Ajuste ... 14

2.5 Técnica de reconfiguração de controle... 15

3. MATERIAL E MÉTODOS ... 17

4. RESULTADOS E DISCUSSÃO ... 28

4.1 Teste de Linearidade, Identificação e Controle da pressão do tanque reservatório (gás). ... 28

4.1.1 Linearidade do tanque reservatório (gás) ... 28

4.2.2 Identificação do tanque reservatório (gás) ... 29

4.2.3 Teste servo ... 35

4.3 Estudo do acoplamento coluna (anular) -tanque reservatório. ... 37

4.3.1 Acoplamento com reservatório portador de gás ... 37

4.3.2 Acoplamento com reservatório portador de líquido e gás ... 48

5. CONCLUSÕES E SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS ... 58

5.1 Considerações Finais ... 58

5.2 Sugestões para futuros trabalhos ... 59

6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ... 60

7. ANEXOS ... 63

7.1 ANEXO A – Identificação do tanque reservatório. - Válvula de entrada de ar ... 63

7.2 ANEXO B - Identificação do tanque reservatório - Válvula de saída de ar ... 66

7.3 ANEXO C – Identificação da perturbação de carga denominada perda de circulação em reservatório portador de gás ... 69

7.4 ANEXO D - Controle de perda de circulação de líquido em reservatório de gás empregando reconfiguração da lei de controle. ... 78

7.5 ANEXO E - Controle da perturbação de carga denominada perda de circulação sem o emprego de reconfiguração da lei de controle ... 87

7.6 ANEXO F - Identificação da perturbação de carga denominada perda de circulação em reservatório portador de gás e líquido ... 102

7.7 ANEXO G - Controle de perda de circulação de líquido em reservatório portador de líquido e gás empregando reconfiguração da lei de controle. ... 106

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1. INTRODUÇÃO

A perfuração de poços consiste em uma operação extremamente complexa e envolve inúmeras variáveis, de modo que seu estudo engloba diversas engenharias, desde geológica, passando por química, engenharia mecânica e ambiental.

Segundo Thomas (2001), por se tratar de um fluido nativo de rochas reservatório, o petróleo é um fluido composto por um número imenso de moléculas de diferentes massas e com características físico-químicas diferenciadas, o que só torna mais complexo a sua avaliação e uso comercial, através de processos de separação como a destilação, etc. Além do próprio fluido, a rocha reservatório possui características próprias e que variam de acordo com as diferentes localidades e também diferentes profundidades, de forma que a perfuração torna-se um projeto peculiar a cada poço e para cada tipo de rocha perfurada.

Por fim, para se manter todas as variáveis da perfuração de um poço dentro de valores esperados, a fim de evitar danos ou perdas econômicas e materiais, é importante o controle minucioso das variáveis mais relevantes e que influem de forma mais preponderante no processo de prospecção, tais como a pressão do poço, a vazão do fluido de perfuração, a rotação da broca, os tempos de espera para manutenção do poço e para a união de tubulações de extensão, a fim de dar continuidade à perfuração.

O balanço de pressão entre a rocha reservatório e o poço é uma variável muito importante durante a perfuração de poços de petróleo. Caso a pressão no poço seja maior que a pressão nos poros do reservatório, o fluido de circulação penetra na formação porosa (perda de circulação). Caso a formação seja permeável e a pressão no poço menor que a pressão nos poros do reservatório, ocorrerá invasão em direção ao poço (kick) (VIEIRA et al, 2009a).

Para que o controle da prospecção de um poço se mostre eficiente, diversas novas metodologias e tecnologias devem ser desenvolvidas para controlar o processo de perfuração, que, atualmente, é realizado em modo manual (operador). Podem ser citados os controladores clássicos Proporcional Integral (PI) e Proporcional Integral Derivativo (PID), além de outros mais modernos como controladores preditivos (MPC) e tecnologias para monitoramento online das características do poço, como o sensor Pressure While Drilling (PWD). Além disso, há o crescente interesse e entusiasmo da indústria petrolífera no desenvolvimento de poços inteligentes, análises em tempo real e a interpretação de um grande número de dados para otimização, requerendo a necessidade de ferramentas robustas e inteligentes. Recentemente, sistemas híbridos inteligentes com diferentes níveis de inteligência artificial (AI) têm se tornado mais aceitos na indústria de óleo e gás devido a sua capacidade de interpretar problemas reais de grande complexidade, imprecisão e incerteza (SHEREMETOV et al, 2008)

A presente dissertação de mestrado tem como objetivo estudar o controle da pressão anular de fundo durante a perfuração de poços de petróleo, utilizando controle clássico e controle com reconfiguração, em cenário de perda de circulação em reservatórios do tipo gás-óleo e do tipo gás. De acordo com Alcure (2013), a perda de circulação é definida como a ausência ou redução do fluxo de fluido de perfuração através do anular, quando este é bombeado através da coluna de perfuração. Isto é normalmente associado à indução (criação) de uma ou mais fraturas, ou à presença de fraturas pré-existentes, em situações em que a pressão de fluido de perfuração utilizada excede o limite superior de pressão (pressão de fratura). Ainda segundo o autor, a ocorrência de perdas de fluido resulta na queda de pressão no interior do poço, o que pode levar a um fluxo de fluido da formação para o poço. Tais fluxos são denominados kicks, e se este fenômeno não for controlado, haverá um alto risco de blowout. Sheremetov et al (2008) afirmam

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2 que a perda de circulação (LCP) é um dos problemas mais comuns durante o processo de perfuração. A adição de materiais para perda de circulação (lost circulation material – LCM) pode ser necessária para solucionar o problema. No entanto, nem sempre a solução é fácil e, muitas vezes, pode ser necessário realizar a perfuração mesmo sem retorno de fluido para a superfície (perfuração “às cegas”).

Portanto, vale ressaltar a importância e o interesse existente na busca de soluções operacionais para a manutenção da perfuração na presença de fraturas na rocha reservatório, a fim de evitar a perda econômica pela paralisação da perfuração ou até mesmo pelo fechamento do poço.

Neste cenário, foi construída uma unidade experimental, instalada no Laboratório de Escoamento de Fluidos (LEF) no Instituto de Tecnologia (IT) da Universidade Federal Rural do Rio de Janeiro (UFRRJ), em parceria com a Petrobras S.A., para retratar a perfuração de poços dentro de janela operacional, quando da ocorrência de perda de circulação. O trabalho foi dividido em 6 capítulos. No Capítulo II, é apresentada uma revisão bibliográfica sobre diferentes estratégias de perfuração, técnicas de controle clássico e esquemas de reconfiguração de controle. No Capítulo III são descritos os métodos e material utilizados no presente trabalho. Os resultados obtidos foram apresentados no Capítulo IV, com breve discussão e avaliação. O desfecho do trabalho encontra-se no Capítulo V, incluindo sugestões para trabalhos futuros e um resumo geral dos resultados auferidos. No Capítulo VI é exposta a bibliografia utilizada e, por fim, estão dispostas, no Anexo, algumas informações referentes aos testes experimentais realizados.

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2. REVISÃO DE LITERATURA

2.1. Perfuração

De acordo com Thomas (2001), a perfuração de poços de petróleo consiste basicamente de um conjunto de tubos de parede espessa (comandos) e de paredes finas (tubos de perfuração) conectados a uma broca, na qual aplica-se rotação e peso, promovendo-se a trituração da rocha. Para o carreamento dos fragmentos gerados pela ação da broca é utilizado uma gama de fluidos de perfuração, cada um possuindo características próprias para determinadas condições de operação tais como pressão, temperatura e cisalhamento.

Araújo (2005) descreve as lamas de perfuração como uma classe especial de fluidos utilizados na exploração de poços de petróleo. O termo “lama” se refere basicamente à consistência espessa deste fluido. De uma maneira geral, as lamas são sistemas multifásicos, que podem conter água, óleo, sais dissolvidos e sólidos em suspensão nas mais diversas proporções.

A lama de perfuração é continuamente injetada com o auxílio de bombas, passando inicialmente por dentro do tubo de perfuração. Ao chegar no ponto de perfuração, a mesma atravessa a broca, através de pequenos orifícios existentes, e sobe novamente à superfície, passando pela válvula choke e atravessando a região anular existente entre a parede do poço e o tubo de perfuração, conforme ilustrado na Figura 2.1.

Figura 2.1 – Esquema simplificado de perfuração de poços.

Em determinadas profundidades, a broca e o tubo de perfuração são removidos, quando então é descida no poço uma nova coluna de revestimento, com diâmetro menor ao da broca. Após a cimentação, é descida uma nova coluna de perfuração com broca de diâmetro inferior ao do novo revestimento, de modo a dar continuidade ao processo de perfuração.

Nygaard & Nævdal (2006) descreveram este procedimento de conexão de tubos em cinco operações: Inicialmente, é interrompido a perfuração (rotação da broca). Em seguida, as bombas

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4 de lama são desligadas para interromper o fluxo da lama de perfuração. Somente então um novo segmento de tubo é montado sobre a nova broca. Após a montagem, reinicia-se o bombeamento da lama e a rotação da broca. O processo de interrupção da perfuração e, em especial, a interrupção do bombeamento da lama é responsável por grandes flutuações na pressão do poço. Tais flutuações podem ser responsáveis por diversos problemas durante a perfuração, desde a ocorrência de danos à rocha reservatório até mesmo fraturas graves que podem levar à perda do poço.

Nos processos de exploração de poços de petróleo, a perfuração é dita overbalanced ou convencional quando a pressão anular de fundo de poço é maior que a pressão da formação, destacando que a pressão dentro do poço não deve ultrapassar o valor da pressão de fratura da formação. A densidade do fluido de perfuração (lama de perfuração) deve ser superior à pressão de poros (limite mínimo) e inferior à pressão de fratura (limite máximo), na perfuração convencional. Desse modo, a pressão hidrostática da lama deve ser maior que a pressão de poros do reservatório, evitando a invasão dos fluidos nativos do reservatório em direção ao poço (WALDMANN et al., 2006). Simultaneamente, a pressão hidrostática do fluido de perfuração deve ser menor que a pressão de fratura da rocha reservatório, para evitar danos à formação. Vale ressaltar que o material removido durante a perfuração é substituído pela lama, que tem, além de outras funções, o papel de restabelecer o equilíbrio instalado anteriormente ao processo de perfuração. Caso esse equilíbrio não seja alcançado, algum tipo de ruptura (fratura – ruptura por tração ou colapso – ruptura por compressão) é gerada. A fratura produz a migração do óleo/gás da rocha reservatório em direção ao anular da coluna perfuração (kick). O colapso pode produzir o efeito de desmoronamento das paredes, aumentando a deposição de partículas, principalmente em poços horizontais, restringindo a área de deslocamento e produzindo picos de pressão. O colapso dos poros produz redução de permeabilidade na formação, diminuindo a produtividade do poço. A Figura 2.2 ilustra uma janela operacional típica de uma perfuração offshore.

6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 8 10 12 14 16 18 20 22 Gradiente de pressão (ppg) Pro fu n d id a d e (f t) Pressão de poros Pressão de fatura

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2.2 Controle de pressão anular de fundo de poço

Conforme descrito por Vieira (2009b), o sistema de perfuração de poços de petróleo caracteriza-se pelo balanceamento existente entre a pressão exercida pelo fluido de perfuração contra a parede do poço (pressão do poço) e a pressão de poros na área da formação (pressão do reservatório). Quando a pressão exercida pelo fluido de perfuração é maior do que a pressão exercida pelo reservatório, ocorre a perda de circulação dos fluidos de perfuração em direção à rocha reservatório. Por outro lado, caso a pressão exercida pelo reservatório exceda a pressão gerada pelo fluido de perfuração no poço, pode ocorrer o fenômeno denominado kick, que, caso não seja controlado, pode produzir um blowout.

Gonçalves (2008) realçou a necessidade de atenção ao controle de duas variáveis durante o processo de perfuração de poços, de modo a evitar a ocorrência de fraturas graves: a velocidade do fluido e a pressão de bombeio de fluido de perfuração. Velocidades altas implicam em possibilidade de ocorrência de erosão, enquanto velocidades muito baixas podem ser insuficientes para o transporte do cascalho, podendo levar a perda do poço pela sedimentação. Simultaneamente, pressões excessivas podem causar fratura das rochas, ao passo que pressões insuficientes dificultam o bombeamento e podem permitir o fluxo de fluidos da formação para o interior do poço.

Para Salimi & Ghalambor (1996), a minimização de danos à formação, que possam ocorrer durante o processo de perfuração, é um ponto crítico para otimização do processo de prospecção, especialmente em reservatórios carbonáticos fraturados que, muitas vezes, exibem baixa permeabilidade. A invasão de fluidos na formação fraturada pode gerar danos severos à formação ao redor do poço e reduzir a produtividade do mesmo, portanto, a minimização da invasão de fluidos (perda de circulação) é especialmente importante neste tipo de reservatório.

Na técnica de perfuração convencional (conhecida também como overbalanced drilling) a pressão anular de fundo é superior à pressão na rocha reservatório, de modo a evitar influxos de fluidos nativos para dentro do poço (kick). Tais influxos acarretariam sérios problemas de segurança. Por outro lado, como o diferencial de pressão do poço para formação é sempre positivo, o fluido apresentará uma tendência de invadir a rocha reservatório, podendo provocar danos à matriz porosa (WALDMANN et al, 2006).

Na Figura 2.3 é ilustrado o processo de perda de circulação do fluido de perfuração em poços de petróleo. Cook et al (2012) descreveram as formas mais conhecidas de perda de circulação. No primeiro caso pode ocorrer por existência de fraturas naturais ou alta porosidade da rocha. No segundo caso, se pressão do poço for superior a pressão de fratura, pode haver formação de danos à rocha, o que pode resultar em grande perda de fluido de perfuração para a rocha. Cook et al (2012) descreveram o método tradicional para evitar a perda de circulação da seguinte forma: Na perfuração overbalanced, ocorre a filtração da lama de perfuração na parede do poço, de modo que o filtrado move-se para o interior da rocha, formando uma torta (filtercake) composta de partículas sólidas e droplets da emulsão na parede do poço. Como esta torta possui baixíssima permeabilidade, o processo de perda de circulação torna-se insignificante.

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6 Coluna de perfuração Rocha Reservatório Fratura Reboco Broca Região Anular Região Porosa Fluxo do fluido

Figura 2.3 - Mecanismo de perda de circulação em poços de petróleo.

De acordo com Fertl (1976), gradientes de pressão de fratura da rocha estão diretamente relacionados à pressão de poros, litologia, idade e profundidade da formação, além de outros fatores. Ainda segundo o mesmo autor, a ocorrência de invasão ou perda de circulação pode ocorrer devido a diversos fatores tais como a existência de fissuras pré-existentes na rocha, uso de lamas muito densas na perfuração e devido a existência de zonas frágeis (a exemplo, regiões de lignito).

Kutasov (1988) apud Babu (1998) estimou a perda e o aumento de lama durante a perfuração através de um modelo P––T para fluidos base água, diesel e óleo mineral, obtendo uma equação empírica capaz de relacionar tais fatores, a fim de prever possíveis ocorrências de kick ou perda de circulação.

A fim de evitar a ocorrência de tais problemas, diversos autores têm buscado novas tecnologias para não apenas vencer eventuais dificuldades técnicas, mas também maximizar a produção do poço, a fim de atender necessidades econômicas, uma vez que a perfuração de um poço pode chegar a 6 (seis) milhões de dólares (DODSON & SCHMIDT, 2004).

Segundo Rezende et al. (2009), o processo de perfuração de poços de petróleo é muito complexo e pode envolver alto custo de operação. Para evitar riscos à operação, busca-se manter a pressão anular dentro de limites da janela operacional, a qual é definida por um valor mínimo, chamado pressão de poros, e por um valor máximo, denominado pressão de fratura. Há diversas variáveis que podem influenciar diretamente na pressão anular tais como a remoção ineficiente dos sólidos, a desestruturação das paredes do poço, variação da densidade e viscosidade, etc.

No entanto, o controle da pressão de fundo de poço, durante o processo de perfuração, pode se tornar ainda um desafio principalmente devido ao comportamento complexo dos fluidos envolvidos. Quanto a este aspecto, a ocorrência da perda de circulação (invasão do fluido de

(20)

7 perfuração na rocha) pode provocar dano irreversível ao reservatório, reduzindo a produtividade a curto ou a longo prazo. Tal ocorrência é mais grave em reservatórios de óleo pesado, devido a possibilidade de formação de emulsões estáveis de óleo e filtrado. Já no caso de reservatórios de óleo leve, a perda de circulação não é tão grave, principalmente, devido a maior capacidade de mobilidade dos fluidos na rocha (WALDMANN et al, 2005).

Alcure (2012) indica três níveis de ocorrência de perda de circulação, sendo estes percolação (perda menor que 20 bbl/hr), perda parcial (maior que 20 bbl/hr) e a perda total, quando há ausência de retorno do fluido.

Para manter a pressão de fundo dentro de limites aceitáveis, tipicamente o operador manipula a válvula choke. No entanto, cada vez mais tem surgido o interesse em novas formas de controle do gradiente de pressão, em decorrência da existência de janelas operacionais cada vez mais estreitas (NYGAARD & NAEVDAL, 2006).

No campo do monitoramento, o sensor Pressure While Drilling (PWD) é uma ferramenta capaz de receber os dados de sensores de superfície e sub-superfície em tempo real, tratá-los e identificar eventos não esperados, que possam levar a problemas durante a perfuração de um poço, quando acoplado a um modelo matemático. Além de fornecer uma análise sobre os dados de pressão em tempo real, a ferramenta também apresenta sugestões de ações preventivas ou corretivas quando alguma ocorrência é identificada(REZENDE et al., 2009).

Nygaard et al. (2004) desenvolveram uma metodologia, via simulação, visando o controle da pressão anular de fundo, em poços que estejam sujeitos a grande quantidade de gás, através de um modelo dinâmico de escoamento com iteração dinâmica poço-reservatório. As ações realizadas durante o processo foram: injeção de gás e fechamento da válvula choke durante a conexão de tubos. Por se tratar de uma estratégia de controle preditivo não linear, foi possível prever o comportamento do poço em instantes futuros, e, através dessas predições, obter as configurações ótimas da abertura da válvula choke.

Nygaard & Naevdal (2006) apresentaram estudos de simulação onde desenvolveram um esquema de controle baseado em modelo não linear para estabilizar a pressão do poço, durante o processo de perfuração, na presença de flutuações da vazão. Tal esquema de controle foi implementado manipulando-se a abertura da válvula choke. O modelo baseou-se em duas fases com discretização espacial do poço. Os autores compararam os resultados obtidos com o controle manual tradicional e com um controlador clássico. Os resultados revelaram que tanto o controle preditivo, quanto o PI, são superiores ao manual, porém, o PI necessita de um ajuste quando são alteradas bruscamente as condições operacionais. Já o controlador preditivo, na região em que o modelo utilizado operou, com pequenos erros (desvios) de modelagem, apresentou desempenho adequado.

O fluido utilizado na perfuração também exerce grande influência no controle da pressão de fundo de poço. Para poços onde deseja-se minimizar o processo de perda de circulação do fluido de perfuração, Waldmann et al. (2005) descrevem que um fluido adequado requer otimização da concentração e distribuição dos agentes dispersantes. A capacidade de o fluido não invadir a rocha é então avaliada através de experimentos estáticos de filtração, onde o fluido é pressurizado através de um filtro de papel ou de um meio poroso inerte.

O estudo da perda de circulação em poços de petróleo de Sheremetov et al. (2008) levou ao desenvolvimento do sistema de controle Smart Drill, um sistema de controle fuzzy que utiliza um modelo de incerteza com escalas qualitativas dos valores e lógica fuzzy. O sistema desenvolvido foi testado em campo pela PEMEX, uma petrolífera mexicana, demonstrando elevado grau de confiança na identificação da perda de circulação, através de inferência fuzzy.

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8 Já Costa (2009) avaliou a perda de circulação de dois fluidos de perfuração de características distintas, através de simulação computacional, utilizando o pacote CFX 11.0 da ANSYS®. O referido trabalho estudou o monitoramento de parâmetros tais como pressão, velocidade e tensão de cisalhamento, em pontos de controle localizado em regiões específicas da formação, além de avaliar duas vazões de injeção de fluido de perfuração pela broca e quatro reservatórios com propriedades diferentes. Pôde-se concluir que a invasão ocorre através de um perfil de pressão bem definido e coerente. Dentro da abrangência do estudo, o autor pode afirmar que a vazão de injeção de lama de perfuração tem influência desprezível no tempo de saturação e no perfil da frente de invasão de fluido na formação.

Freitas (2013) estudou o controle da pressão anular de fundo do poço sob ocorrência do fenômeno kick, durante a perfuração de poços de petróleo, empregando um esquema de reconfiguração de controle, usando o índice de abertura da válvula choke como variável manipulada. O desenvolvimento de uma metodologia de controle por reconfiguração feedback – feedfoward, mostrou-se uma forma efetiva e rápida de controle de influxos durante o processo de perfuração. O estudo de Freitas (2013) foi conduzido na unidade experimental do LEF/IT/UFRRJ.

Hauge et al. (2013) implementaram um esquema de controle adaptativo denominado managed pressure drilling (MPD), para reduzir perda de circulação e/ou kick, através de manipulação da válvula choke e da bomba de lama. Seus resultados demonstraram que o esquema MPD é capaz de quantificar e localizar perda de circulação ou kick que sejam maiores que 1% da vazão da bomba. O esquema mostrou-se também extremamente estável mesmo na presença de dados experimentais com ruído.

2.3. Técnicas de controle clássico feedback

São vários os aspectos que envolvem o projeto de controladores. Em uma malha de controle, as variáveis envolvidas podem ser divididas em duas categorias: variáveis de entrada, as quais influem no processo, e as variáveis de saída, que correspondem à resposta gerada pelo processo. (STEPHANOPOULOS, 1984). As variáveis de entrada são classificadas em varáveis manipuladas e distúrbios. As variáveis manipuladas são aquelas que podem ser manuseadas pelo operador ou por um mecanismo automático. Já as variáveis de distúrbio são aquelas que estão fora do controle de um operador. Por fim, as variáveis de saída podem ser classificadas como variáveis medidas, as quais têm seus valores conhecidos diretamente através de suas medições, e não medidas.

Métodos de controle clássico incluem o controle por realimentação (feedback). Seborg et al.(2011) descreveram a malha fechada como um sistema contendo processo, medidor, controlador e atuador. Este esquema é representado conforme ilustrado na Figura 2.4.

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9 Distúrbio Processo Elemento final de controle Controlador Elemento de Medição Set point ' E P M _C L Cm

Figura 2.4 - Malha fechada de controle feedback.

Onde:

C – variável controlada (pressão anular de fundo). E – sinal de erro.

P – saída do controlador.

M – variável manipulada (vazão de fluido de perfuração ou velocidade de perfuração (ROP) ou índice de abertura da válvula choke).

L – variável de carga ou perturbação (ROP, conexão de tubos, permeabilidade do reservatório, kick, perda de circulação).

Cm – valor medido de C.

A ação do controle por realimentação procede da seguinte maneira: a cada instante de tempo é realizada a medição da variável de saída (C), através do sensor ou transmissor. O valor medido Cm é comparado com o valor desejado SP (setpoint) e é, então, gerado o sinal de erro, o qual é alimentado ao controlador. Em seguida, com o objetivo de minimizar o sinal de erro, há manipulação do valor da variável M. No entanto, em geral, o controlador não afeta diretamente a variável manipulada, mas sim fazendo uso de um elemento final de controle (válvula, inversor de frequência, etc), Seborg et al., 2011.

A equação do controlador PI (Equação 1) pode ser escrita de duas formas. A forma de velocidade é mais atraente do que a forma de posição (Equação 2), pois não requer o cálculo do somatório, especificação do termo estacionário ps e é menos propensa à saturação.





_                n I 1 n n C 1 n n n e t e e k p p p (1)           



    1 n 1 K K I 1 n C s 1 n e t e k p p (2)

No presente trabalho, a ação derivativa não foi utilizada por que há ruído devido à turbulência do fluido, mudanças na abertura da válvula e vibração da bomba.

(23)

10

2.3.1 Identificação do processo

O desenvolvimento de modelos teóricos para processos que envolvem um grande número de equações pode tornar-se pouco prático, principalmente, se o desenvolvimento do mesmo envolver extenso número de variáveis de processo e parâmetros químicos ou físicos desconhecidos. No entanto, é possível desenvolver modelos empíricos empregando-se diretamente dados experimentais. Seborg et al. (2011) classificaram esse tipo de modelagem como black box models, pois a modelagem do processo pode ser comparada a uma caixa preta onde são conhecidas as entradas e as saídas, porém, tudo que ocorre “no interior da caixa” é desconhecido.

Os modelos empíricos estacionários podem ser utilizados para diversos fins, tais como, calibração de instrumentos e otimização de processos. Já modelos dinâmicos são empregados para avaliar o comportamento de processos durante condições transientes. Os modelos também podem ser do tipo SISO (Single-input, single output), em que há apenas uma entrada e apenas um saída ou MIMO (multiple input, multiple output), caso em que pode se trabalhar com diversas entradas e diversas saídas, Seborg et al, 2011.

A modelagem empírica de sistemas dinâmicos é tipicamente realizada considerando-se comportamentos compatíveis com equações diferenciais de baixa ordem ou funções de transferência de primeira ou segunda ordem, com tempo morto ou não. Metodologias amplamente utilizadas para fins de identificação são o método de curva de reação (Ziegler-Nichols, 1942) e o método de Sundaresan & Krishnaswany (1977). O cálculo dos parâmetros do modelo (ganho, tempo morto e constante de tempo) é realizado através de dados obtidos experimentalmente.

O ganho (K) é definido como a variação da variável de saída por unidade de variação da variável de entrada. A constante de tempo () indica a velocidade de resposta do sistema. O tempo morto (td) é o intervalo de tempo durante o qual nenhum efeito é observado na saída do processo quando implementa-se uma perturbação na variável de entrada.

2.3.2 Método de curva de reação

O método da curva de reação consiste em aplicar uma perturbação degrau de magnitude M na saída do controlador, em modo manual (malha aberta). Esta resposta ao degrau é denominada curva de reação do processo. Este teste está ilustrado na Figura 2.5.

(24)

11

Cm

(t

)

Tempo

t

_d



Bu

tg



= S

Método da Curva de Reação

Figura 2.5 –Método da curva de reação.

A curva de reação é caracterizada pelo tempo morto (deadtime) td, a constante de tempo  e o ganho estacionário K. O tempo morto e a constante de tempo são determinados traçando-se uma linha tangente ao ponto de inflexão da curva

A interseção desta tangente com a abscissa é tomada como o tempo morto aparente, td. A tangente ao ponto de inflexão, S, é determinada graficamente. Com os valores de td e de S, calculam-se  e K, segundo Equações 3 e 4.

S Bu   (3) M Bu K  (4)

2.3.3 Método de Sundaresan & Krishnaswany (1977).

Nesta metodologia, determinam-se o tempo em que a variável de saída atinge 35,3% (t1) e 85,3% (t2) do seu valor final e, a partir das Equações 5 e 6, são estimados o tempo morto e a constante de tempo do sistema, respectivamente.

2 1 0,29 3 , 1 t t t_d   ₍₅₎ ) t t ( 67 , 0 ₂ ₁   ₍₆₎

2.3.4. Estimação de parâmetros do controlador

A partir dos dados obtidos na identificação do processo, é possível realizar o projeto do controlador através de diferentes metodologias. Uma delas, desenvolvida por Ziegler & Nichols (1942) é exposta na Tabela 2.1. Outra metodologia amplamente utilizada é a elaborada por

(25)

12 Cohen Coon (1953) e ilustrada na Tabela 2.2.

Tabela 2.1 - Relações para ajuste do controlador pelo método de Ziegler-Nichols (Ziegler &

Nichols, 1942.). Tipo de Controlador K Ti td Proporcional (P) * 1 tdS 0 0 Proporcional Integral (PI) * 9 , 0 tdS td 33 , 3 0 Proporcional Integral Derivativo (PID) * 2 , 1 tdS td 2 0,5td Onde M S S* 

Tabela 2.2 - – Relações para ajuste pelo método de Cohen-Coon (Ogata, K., 1970).

Tipo de Controlador K Ti td Proporcional (P)        T Td Td T k 1 3 1  0 Proporcional Integral (PI) _  _T_ Td Td T k 10 12 9 1 T T 20 9 T T 3 30 Td d d        _ 0 Proporcional Derivativo (PD) _      T Td Td T k 4 6 5 1  T T 3 22 T T 2 6 Td d d         Proporcional Integral Derivativo (PID) _      T 4 Td 3 4 Td T kp 1 T T 8 13 T T 6 32 Td d d        _ T T 2 11 4 Td d 

2.4 Técnica de controle feedfoward

Seborg et al. (2011) descrevem diversas vantagens inerentes ao esquema de controle feedback, tais como a aplicação de ações corretivas tão rápido quanto a variável controlada se afasta do set point, a versatilidade e robustez, frente a erros de modelagem e perturbações não medidas. No entanto, os mesmos autores apresentam algumas desvantagens deste esquema de controle, como o fato de ações corretivas somente serem implementadas após ocorrer um desvio na variável controlada, e não possuir nenhuma característica preditiva a fim de rejeitar distúrbios conhecidos ou mensuráveis.

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13 Em situações nas quais o esquema de controle feedback não se mostrar satisfatório, é possível aprimorar o controle, através do uso de controle feedfoward. De acordo com Seborg et al. (2011), o conceito básico do esquema de controle feedfoward é medir variáveis distúrbio e tomar ações corretivas até que tal distúrbio seja completamente rejeitado e o offset (diferença entre o setpoint e o valor real da variável controlada) seja igual ou muito próximo de 0 (zero). Um diagrama simplificado é mostrado na Figura 2.6.

Distúrbio GL Dispositivo de Medida Gt Controlador FF Gf Elemento final de controle Gv Processo Gp

Figura 2.6 – Diagrama de blocos feedfoward

De acordo com Seborg et al (2011), o projeto do controlador antecipatório necessita do modelo matemático do sistema, que fornece o mapeamento de como a variável de saída responde a mudanças nas variáveis de entrada. Para evitar a ocorrência de erros transientes, a variável manipulada deve afetar a variável controlada mais rapidamente que a variável distúrbio.

Segundo Seborg et al. (2011), em aplicações práticas, o controle feedfoward é normalmente usado em combinação com controle feedback, a fim de que o esquema feedfoward diminua efeitos de distúrbios mensuráveis, enquanto o feedback compensa efeitos de imprecisão no modelo do processo, erro de medida e distúrbios não mensuráveis. A combinação das técnicas de controle feedfoward e feedback pode ser feita de diversas formas, sendo a mais comum a soma dos sinais de saída dos controladores, enviada ao elemento final de controle, conforme ilustrado na Figura 2.7. Distúrbio GL Dispositivo de Medida Gt Controlador FF Gf Elemento final de controle Gv Processo Gp Controlador FB Gc Dispositivo de Medida Gm Y Yd D Dm Pff Pfb P U Yu Ym E Setpoint

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14

2.4.1 – Identificação

Nesta dissertação, a identificação e projeto de controlador antecipatório basearam-se em modelo dinâmico linear. Uma outra alternativa seria empregar um modelo não linear, conforme descrito por Smith & Corripio (1997) apud Seborg et al. (2011).

De acordo com Seborg et al. (2011), as equações para o projeto do controlador antecipatório, conforme Figura 2.7 são:

1 1 1 1 1 1 2 1 2 1 1 2           s s k s s k k k k s k k k s k G G G G G _f v t p L p v t L p v t L f       (7)

Como kt e kv podem ser determinados pelas características estacionárias do transmissor e da válvula, a estimativa inicial é

p v t l f k k k k k  (8) 2.4.2 – Ajuste

De acordo com Seborg et al. (2011), assim como controladores feedback, o controlador feedfoward requer ajuste após instalação em planta. Tal ajuste pode ser feito em 3 passos:

1º passo: Ajuste de kf

Uma estimativa inicial satisfatória do valor de kf pode ser obtida através do modelo em estado estacionário do processo. Caso as respostas ao degrau do distúrbio e da variável manipulada estejam disponíveis, determinam-se kp e kL, conforme ilustrado nas Figura 2.8 e Figura 2.9. O ajuste de kf é realizado de forma a eliminar qualquer desvio permanente que apareça. y0 y y0+0,632(y-y0) Tangente à curva em t=0 _ Degrau em u:

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15 y0 y y0+0,632(y-y0) Tangente à curva em t=0 _ Degrau em d:

Figura 2.9 – Identificação: perturbação na carga

2º passo: Determinar valores iniciais para 1 e 2

1 e 2 podem ser diretamente calculados casa um modelo dinâmico do processo esteja disponível. Alternativamente, podem ser tomadas estimativas iniciais a partir da resposta em malha aberta. Caso a resposta ao degrau possua o aspecto ilustrado nas Figura 2.8 eFigura 2.9, o modelo do processo pode ser descrito por um sistema de 1ª ordem. Caso não esteja disponível um modelo do processo e nem dados empíricos, podem ser utilizadas relações do tipo 1/2 = 2 ou 1/2=0,5, observando-se qual a melhor através de ajustes de campo.

3º passo: Ajuste fino de 1 e 2

A etapa final é, através de tentativa e erro, realizar o ajuste fino de 1 e 2,através da aplicação de pequenos degraus na variável distúrbio. Segundo Shinskey (1996) apud Seborg et al. (2011), a resposta ao degrau desejada consiste de pequenos desvios na variável controlada com áreas iguais abaixo e acima do setpoint.

2.5 Técnica de reconfiguração de controle

De acordo com Dutra (2012), a reconfiguração de controle pode ser definida como a busca por parâmetro e configuração que permita lidar satisfatoriamente com eventos anormais (distúrbios) no processo. A reconfiguração, neste caso, refere-se a uma estrutura mutável e que adapta-se às necessidades do processo quando as mesmas não puderem ser atendidas por uma configuração anterior.

Steffen (2005) descreveu a reconfiguração de controle como uma estrutura necessária para o desenvolvimento de um esquema tolerante a falhas ou distúrbios. Ainda segundo o autor, tal esquema tem característica ativa, pois a reestruturação do controlador é uma resposta para a detecção da falha. Tal esquema pode ser dividido em duas etapas. Primeiramente, a falha (distúrbio) é detectada. Já a segunda etapa depende de quanto o distúrbio influencia o controle do sistema. Caso o distúrbio altere o tempo de resposta ou ganho de um elemento do processo (por exemplo, uma válvula), então, há necessidade de reconfigurar o esquema de controle.

(29)

16 Portanto, os processos, em geral, possuem sistemas de automação usualmente configurados para a ocorrência de um único estado de operação. Em eventuais mudanças de operação, tais sistemas podem tornar as ações de controle instáveis ou ainda sinalizar falsos alarmes, mesmo quando ocorre uma mudança desejada (SUNDARRAMAN e SRINAVASAN, 2003).

Benítez-Pérez et al.(2007) estudaram um esquema de reconfiguração a ser aplicado para manter condições seguras de operação, mesmo em casos de falhas, em um sistema de esteiras industriais. Os autores ressaltaram que a modelagem torna-se um aspecto essencial a fim de coletar as informações necessárias para um bom planejamento da reconfiguração.

Dutra (2012) apresentou o problema de reconfiguração da estrutura de controle a fim de atingir um desempenho ótimo para a malha fechada, na presença de perturbações nas variáveis do processo. O autor avaliou dois exemplos típicos da Engenharia Química: o controle de uma coluna de destilação e de um reator de polimerização. Através da simulação dinâmica foi possível determinar políticas operacionais adequadas e validar os esquemas de controle. Seus resultados justificaram a modificação em linha da configuração de controle, visto que é possível manter o ponto ótimo econômico do processo, atender às especificações de qualidade e recuperar operabilidade em face de uma diversidade de condições operacionais.

Levando-se em consideração o processo de perfuração, torna-se interessante antecipar ou prever a ocorrência de falhas através da implantação de controle por reconfiguração. Este sistema é caracterizado, segundo Konstantopoulos & Antsaklis (1999), pela habilidade de continuar operando a planta ou unidade mesmo em situações de falha do sistema, como problemas em atuadores ou sensores ou mudanças drásticas nas condições de operação. O esquema de controle por reconfiguração possui dois objetivos primários: primeiro garantir uma operação segura e, quando possível, o máximo de desempenho de controle mesmo em condições adversas.

Freitas (2013) desenvolveu uma metodologia de controle dinâmica por reconfiguração, visando rejeitar distúrbios indesejados (kick), na unidade experimental do LEF/ IT/ UFRRJ representando o processo de perfuração de poços. Foi implementado controle clássico feedback na ausência de influxos. Porém, ao ser detectado uma perturbação no sistema (kick de líquido), há reconfiguração da lei de controle, passando a atuar em modo feedfoward, a fim de rejeitar a perturbação de carga, quando então, retorna ao modo feedback.

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17

3. MATERIAL E MÉTODOS

A unidade experimental que retrata o processo de perfuração de poços de petróleo, construída com apoio da Petrobras SA, localiza-se no Laboratório de Escoamento de Fluidos (LEF) na Universidade Federal Rural do Rio de Janeiro. A unidade experimental possui sensores em linha de vazão, densidade, nível e pressão. Para o controle da pressão anular de fundo, podem ser empregadas, como variáveis manipuladas, a rotação da bomba, a abertura da válvula choke e das válvulas borboleta, conectadas aos tanques de lama, permitindo alterar a velocidade de perfuração (rate of penetration, ROP).

É possível retratar diversos fenômenos que ocorrem durante o processo de perfuração na unidade experimental. A estrutura da tubulação, que contém as seções de perfuração e anular, está representada através da configuração do tubo em U, separada através de uma válvula que impõe a restrição ao escoamento típica de uma broca de perfuração. É possível representar, através da alteração da concentração de sólidos no anular, utilizando-se as válvulas borboleta, fenômenos inerentes ao processo como o aumento do comprimento do poço e alterações de viscosidade / densidade, evidenciando a natureza transiente da pressão anular de fundo.

A unidade experimental também possui um tanque de pressão acoplado a um cilindro de gás, através do qual é possível estudar o fenômeno de kick e o problema de perda de circulação. Através do acoplamento coluna (anular) – reservatório é possível representar o fenômeno de perda de circulação pela admissão de líquido no reservatório, ou o fenômeno de kick pelo fluxo de líquido ou gás do reservatório para a coluna (anular).

A coluna de perfuração é representada por tubulação em “U” com 5,73 m, com trecho de escoamento descendente representando a coluna de perfuração onde o fluido escoa verticalmente até o fundo do poço. Há um trecho vertical com válvula gaveta representando a restrição da broca. O trecho de escoamento ascendente representa a região anular com diâmetro hidráulico igual ao diâmetro da coluna. Na extremidade superior da região anular encontra-se a linha do choke, onde foi instalada uma válvula de controle pneumática que a representa. O fluido utilizado em todos os experimentos foi água. A Figura 3.1 ilustra a maneira que foi montada a unidade de forma a representar o processo real de perfuração de poços e suas peculiaridades.

Rocha Broca Região Anular Tanque Reservatóro Bomba Válvula choke Bomba Válvula choke Broca Válvula de Permeabilidade Interpretação na unidade experimental

(31)

18 Na Figura 3.2 é ilustrado o esquema tridimensional para a unidade de perfuração e, cuja foto pode ser vista na Figura 3.3. Na Figura 3.4 está um fluxograma esquemático da unidade de perfuração, que apresenta o aparato experimental montado no Laboratório de Escoamento de Fluidos do Departamento de Engenharia Química do Instituto de Tecnologia da Universidade Federal Rural do Rio de Janeiro (LEF/ DEQ/ IT/ UFRRJ).

Figura 3.2 - Esquema em 3D da unidade de controle da pressão anular de fundo.

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19 E-1 E-2 E-3 E-4 E-5 E-6 V-3 V-4 V-5 V-6 V-11 E-7 V-12 V-13 V-14 V-15 I-3 V-16 V-17 V-18 V-19 V-20 V-21 PT LT PT PT PT LT FT E-9 E-10 C-1 E-1 V-22 V-23

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20 Legenda dos equipamentos:

C-1: Cilindro de gás E-1: Tanque de nível E-2, E-3: Tanques de lama E-4: Tanque reservatório E-5: Bomba principal

E-6: Bomba secundária (Bomba de lama) E-7: Tanque principal (Tanque de água)

E-9: Bomba de reposição de água do tanque reservatório E-10: Tanque para reposição de água do tanque reservatório I-3: Medidor de vazão e densidade

V-3, V-11: Válvulas de retenção

V-4, V-5, V-12, V-13, V-14, V-15: Válvulas esfera V-6: Válvula gaveta (Broca)

V-16, V-17: Válvulas de entrada/ saída de ar V-18: Válvula de permeabilidade

V-19: Válvula choke

V-20, V-21: Válvulas borboleta PT: Sensor/ Transmissor de Pressão LT: Sensor/ Transmissor de nível

Acoplado à região anular da unidade há um tanque pressurizado (Figura 3.5), que representa a pressão da rocha reservatório (pressão de poros).

(34)

21 O tanque de pressão (reservatório) tem válvulas de entrada e saída de ar comprimido (Figura 3.5) que regulam a pressão interna do tanque. Há um cilindro de ar comprimido, conectado a um regulador pistão alta/alta (Figura 3.7), que promove a injeção de ar comprimido no tanque, através da válvula de entrada, para pressurização do mesmo. Para reduzir a pressão do tanque reservatório, a válvula de saída libera ar comprimido para a atmosfera. Desse modo, manipulando-se as válvulas de entrada/saída de ar comprimido, a pressão do tanque reservatório (monitorada em linha através de um transdutor de pressão) é controlada em tempo real.

Figura 3.6 - Válvulas de entrada e saída de ar comprimido.

(35)

22 Através da válvula de permeabilidade (Figura 3.8), que possui uma esfera caracterizada, com índices de abertura variáveis, é realizada a conexão do tanque de pressão (reservatório) ao anular da unidade de perfuração, representando as diferentes permeabilidades rochosas.

Figura 3.8 - Válvula de permeabilidade com esfera caracterizada.

O tanque reservatório também dispõe de sensor de nível (Figura 3.9) que é responsável pela reposição de água, através da bomba de reposição (Figura 3.10), que recebe sinal de liga/desliga, quando estiver ocorrendo kick (migração de fluido do tanque reservatório para o anular da coluna de perfuração). Este sensor também atua quando da ocorrência de perda de circulação, sinalizando nível alto, quando promove-se o fechamento da válvula de permeabilidade para evitar transbordamento do tanque reservatório.

UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO RIO DE JANEIRO INSTITUTO DE TECNOLOGIA PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA QUÍMICA

UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO RIO DE JANEIRO

INSTITUTO DE TECNOLOGIA

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA QUÍMICA

CONTROLE DE PERDA DE CIRCULAÇÃO DURANTE A

PERFURAÇÃO DE POÇOS DE PETRÓLEO

DISSERTAÇÃO

EUAN RUSSANO

UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO RIO DE JANEIRO

INSTITUTO DE TECNOLOGIA

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA QUÍMICA

CONTROLE DE PERDA DE CIRCULAÇÃO DURANTE A PERFURAÇÃO

DE POÇOS DE PETRÓLEO

EUAN RUSSANO

Sob a Orientação de

Márcia Peixoto Vega Domiciano

Dissertação submetida como requisito

parcial para a obtenção do grau de Mestre

em Ciências em Engenharia Química,

Área de Concentração em Tecnologia

Química.

Seropédica, RJ

Março de 2014

UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO RIO DE JANEIRO

INSTITUTO DE TECNOLOGIA

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA QUÍMICA

EUAN RUSSANO

Dissertação submetida como requisito parcial para a obtenção do grau de Mestre

em Ciências, no Curso de Pós-Graduação em Engenharia Química, área de

Concentração em Tecnologia Química.

DISSERTAÇÃO APROVADA EM __/__/______

____________________________________________________

Márcia Peixoto Vega Domiciano, D. Sc., DEQ/UFRRJ

(Orientador)

_____________________________________________________

Príamo Albuquerque Melo Junior, D. Sc., PEQ/COPPE/UFRJ

______________________________________________________

Marcio Nele de Souza, D. Sc., EQ/UFRJ







Cm

(t

)

Tempo

t



Bu

tg



= S

DISSERTAÇÃO APROVADA EM //______